Page 246 - 智库丛书第五卷

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要通过提升新能源功率预测准确率，加强风险管控。另一方面，由于电力市场交易
品种繁多，现货交易要求高频次报价，新能源想要在电力市场中获得超额收益，必
须提升交易决策水平，实现交易自动化。复杂的电力市场交易或带来可再生能源

盈利能力差异化，利好具备专业交易能力、管理水平较高的新能源运营商。

2.3 新型储能及抽水蓄能

具备灵活调节能力的资源如储能、抽水蓄能等或成为电力市场化改革中的最

大赢家。完善的电力市场体系和价格传导机制能够有效疏导因新能源波动性所产
生的系统平衡成本，而在电力系统中承担平衡调节责任的灵活调节资源有望率先
获益。

新型储能：共享储能 + 电力市场模式有望改善新能源配储项目经济性。当前，
新能源配置储能的主要目的是出于政府强制要求下获取新能源项目指标，收益来

源仅仅是减少弃风弃光电量和《并网发电辅助服务》考核费用，储能电站多数仅
作为新能源项目的成本项。此外，常规的配套储能项目往往仅服务于单一的可再
生能源电站，各个电厂的储能装置并不能直接被电网调度使用，并且储能系统具

有投资规模大和回报周期长的特点，发电侧储能发展面临诸多阻碍。新能源侧
储能正逐渐往共享模式进行探索，有两种主流模式：一是共享调峰模式，主要是
将储能电站配置在新能源汇集站，通过参与调峰辅助服务市场为多个新能源场站

调峰，实现资源全网共享。目前，青海、新疆主要开展此类共享储能模式。二是共
享租赁模式，也就是“以租代建”，由第三方投资建设储能电站，将容量租赁给新能
源场站，以较低价格满足配储要求。除此以外，储能电站还有可能按照规则参与辅

助服务市场获得调峰调频收益。根据测算，目前全国范围内普遍的租赁费范围为
250 ～ 350 元 / 千瓦。以一个 10 万千瓦的储能电站为例，采用租赁模式每年可获

得约 3 000 万元固定收入，是独立储能电站容量电价机制缺失情况下的重要经济
来源。
抽水蓄能。《指导意见》明确鼓励抽水蓄能电站参与现货市场和辅助服务市

场，所形成的市场化收益 20% 由抽水蓄能电站分享，80% 在下一监管周期核定电

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